义182井固井技术

摘要：随着胜利油田的进一步滚动勘探和开发，钻井难度的加大，在钻井过程中会遇到超高压油气层、复杂多变的岩层、地层。合理的钻井液体系是解决这一难题的关键方法，而精确的固井设计，优良的密度水泥浆体系的选择则是确保完井的有效措施。

关键词： 固井 技术难点 前置液 环空憋压

胜利油田是我国油气资源的重要产能建设基地之一，随着胜利油田的进一步勘探和开发，表明其下部地层具有可以开采、并且具有商业价值的油气流。义182井是胜利油田勘探公司一口重点探井，该井位于济阳坳陷沾化凹陷渤南洼陷义17断阶带较高部位，完钻层位在沙四段。在钻井的过程中，出现多套压力体系共存、钻遇多套复杂层位、安全压力窗口低、后效明显、完钻钻井液密度较高，这为后期的固井完井作业及井下作业带来一定的困难。

一、基本数据

义182井完钻井深3560m，完钻层位沙四段，在钻至3550m处，后效达到39.52m/h，钻井液比重1.88 g/cm3，井径扩大率4.2%，固井完井方式为采用筛管顶部注水泥，水泥浆设计返高为2600m，完井数据表如下表所示：

二、固井技术难点

1、高温、高压井，在下套管的过程中有提前打开分级箍的可能，导致无法循环。

2、循环压力高，扶正器下入的数目难以保障。

3、钻井液密度高达1.88 g/cm3，需要用高密度水泥浆体系进行固井，固井水泥浆设计添加剂的混配较为困难，施工过程中容易出现井漏的风险。

4、高密度、高粘度水泥浆在顶替高密度、高粘度钻井液时环空流动压耗大，不容易形成紊流，顶替效率低。

5、顶替效率差，安全压力窗口低，注替水泥浆作业压力高，多达15Mpa，风险大。

6、温度、压力对入井的水泥浆从沉降、胶结、凝固有着明显的影响。

7、水泥浆侯凝期间面临气体上窜、压稳等问题。

三、针对固井技术措施

1、优化前置液

前置液上段采用稀释型化学冲洗液，其对钻井液、水泥浆及钻井液与水泥浆的污染胶凝物均有显著的稀释分散作用，对界面有良好化学冲洗及水润湿效果，防止钻井液和水泥浆胶凝而憋泵，并在较小排量时就能达到稳流状态，从而充分提高对钻井液的顶替效率，清除浮泥饼，增加界面胶结强度，降低施工风险，提高固井质量。前置液下段采用粘性加重隔离液，隔离液具有很强的携带加重剂的能力，无自由水、无颗粒沉淀、低失水。

2、严格控制注水泥浆的排量

在施工过程中，严格控制水泥浆（领浆与尾浆）的比重高于钻井液的比重，严格控制注入水泥浆的排量小于或者等于循环排量，这样有利于增加顶替效率以及施工的安全性。

3、双凝水泥浆体系的设计

领浆设计：上部采用降失水水泥浆体系，不但能够补偿高温下水泥浆失水，而且能够很好的满足该井的压力、温度及水泥浆的稠化时间。实验数据如下表所示：

尾浆设计：影响该井水泥浆调配的首要因素就是流变性的调节，为提高水泥浆体系的密度、强度、控制失水量等性能指标，在体系中加铁矿粉、微硅、降失水剂等材料，以满足水泥浆在流变性的要求。其次为更好的控制油气上窜在水泥浆体系中加入晶格膨胀剂，晶格膨胀剂具有在温度50℃―180℃，压力0―60MPa下均能产生一定的膨胀；经过实验室大量模拟试验证明，此膨胀水泥浆体系失水低、强度高，流动性好、稠化时间可调、零析水，且具有改善水泥浆力学性能、降低渗透率的特性，具有良好的压稳防窜等性能指标。再次，为更好的控制实验时间，可以通过缓凝剂的加入来解决问题。实验数据如下表所示：

4、环空憋压

为更好的起到对下部地层实行辅助压稳作用，进行环空憋压。

四、现场施工

（1）、前置液：注入冲洗液、加重型前置液6 m3。

（2）、领浆：水泥浆密度1.95 g/cm3～2.0 g/cm3共13 m3。

（3）、尾浆：水泥浆密度2.2 g/cm3以上共13 m3。

（4）、替浆：替钻井液共计39.5 m3，顶替过程中未发现任何漏失。

（5）、憋压：成功碰压至20Mpa，后环空憋压3Mpa。

五、电测解释图

下图为义182井电测解释图：该井声幅及声波密度测井显示，固井质量优秀，能够在油气层异常活跃的情况条件下固井顺利完成说明采取的技术措施及水泥浆体系取得了很好的效果。

六、结论

（1）、高密度水泥浆其密度可以达到2.3 g/cm3，成功的压稳高压油气层，并且达到保障固井第一界面，提高固井第二界面的要求。

（2）、应用高效冲洗液、加重型固井前置液能有效携带岩屑，较好的冲刷泥饼，从而改善井壁上的胶结环境，可提高水泥第二界面胶结质量。

参考文献

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